Разработка комплексной методики оценки смачиваемости коллекторов визейских залежей Соликамской депрессии на основе методов рентгеновской томографии керна и электрометрии скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Колычев Игорь Юрьевич

• Колычев Игорь Юрьевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Колычев Игорь Юрьевич

Введение

Глава 1. Анализ методических подходов оценки смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений

1.1. Влияние смачиваемости горных пород на фильтрационно-емкостные характеристики нефтяных залежей

1.2. Анализ методов изучения смачиваемости горных пород

1.3. Влияние смачиваемости пород на показания методов электрического каротажа

Выводы по главе

Глава 2. Оценка смачиваемости нефтяных коллекторов методом рентгеновской томографии керна

2.1. Методика оценки смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна

2.2. Результаты оценки смачиваемости визейских коллекторов Соликамской депрессии методом рентгеновской томографии керна

2.3. Сопоставление результатов оценки смачиваемости методом рентгеновской томографии керна и анализа шлифов

Выводы по главе

Глава 3. Разработка методики оценки смачиваемости терригенных коллекторов Соликамской депрессии комплексированием методов рентгеновской томографии керна и электрометрии скважин

3.1. Возможности гидрофобизации коллекторов в условиях стабилизации древних водонефтяных контактов визейских залежей нефти Соликамской депрессии

3.2. Сопоставление результатов оценки смачиваемости коллекторов методом рентгеновской томографии керна и методикой Тульбовича с данными электрометрии скважин

3.3. Формирование критериев выделения коллекторов различных типов смачиваемости по данным бокового электрического каротажа

Выводы по главе

Глава 4. Использование разработанной методики оценки смачиваемости коллекторов при геологическом моделировании нефтяных залежей

4.1. Построение геологических моделей визейских нефтяных залежей Соликамской депрессии с учетом определений смачиваемости нефтенасыщенных коллекторов

4.2. Оценка достоверности результатов применения разработанной методики на основе статистического анализа емкостных характеристик нефтяных залежей

Выводы по главе

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Территория Соликамской депрессии, в Пермском крае, является перспективным районом нефтедобычи. Здесь открыт ряд перспективных месторождений. При удовлетворительных ФЕС эксплуатационных объектов (около 100*10-3 мкм2) присутствуют легкие нефти (цн <3 мПа^с), что определяет высокие экономические перспективы. Месторождения, открытые здесь за последние десятилетие находятся на начальном этапе эксплуатации, при этом считаются достаточно перспективными. Так же потенциал новых открытий, согласно экспертным оценкам, весьма значителен [11,43,49].

Залежи визейского возраста (пласты Тл-Бб-Мл) в Соликамской депрессии, являются основным объектом разработки. Коллектора данных пластов представлены песчаниками и алевролитами. Т.к. территория находится в Предуральском краевом прогибе, вследствие эпигенетического уплотнения, породы имеют несколько пониженные емкостные свойства [50]. Диапазон пористости (Кп) - от 10 до 20%, нефтенасыщенность (Кн) колеблется от 0,5 до 0,92. В целом коллектора характеризуются неоднородностью по ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства), что в свою очередь ведет к усложнению условий разработки. Для данной территории успешность ГТМ (Гелого-технические мероприятия), оценена от 44 до 62% и несомненно может быть повышена [36].

Особенность геофизического разреза для данных залежей - чрезмерно высокие УЭС (удельное электрическое сопротивление) нефтенасыщенных пластов. Значения УЭС часто значительно превышают 200 Ом-м (не редко более 2000 Ом-м), что в целом нетипично для терригенных пород. На взгляд автора, участки высокоомного разреза связаны с гидрофобизацией нефтенасыщенных коллекторов. Присутствие таких участков диктует особенный подход к изучению особенностей геологического строения залежей и более тщательному выбору систем разработки, особенно касаемо организации системы ППД.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплексной методики оценки смачиваемости коллекторов визейских залежей Соликамской депрессии на основе методов рентгеновской томографии керна и электрометрии скважин»

Актуальность проблемы

Актуальность диссертационного исследования определяется значительными запасами нефти визейских эксплуатационных объектов Соликамской депрессии. Для данных залежей установлены зоны с различными характеристиками продуктивности и приемистости геологического разреза, что может быть объяснено структурой смачиваемости нефтенасыщенных коллекторов. Проблема оценки смачиваемости визейских коллекторов для территории исследования является нерешенной к настоящему времени задачей, что усугубляется низкой освещенностью геологического разреза керновым материалом. Научное обоснование методов оценки смачиваемости по данным геофизических методов исследований скважин представляется весьма актуальной задачей как в теоретическом научном аспекте, так и в практическом плане.

Объект исследования

Визейские терригенные залежи нефтяных месторождений Соликамской депрессии.

Предмет исследования

Определение характера смачиваемости коллекторов по данным исследований керна и электрического каротажа. Особенности геологического строения визейских залежей нефти Соликамской депрессии с учетом оценки смачиваемости коллекторов.

Цель работы

Научное обоснование методов оценки смачиваемости визейских нефтенасыщенных коллекторов Соликамской депрессии с целью выделения участков с различным типом смачиваемости и повышения эффективности геологического обеспечения разработки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований

1. Анализ применяемых в настоящее время способов оценки смачиваемости горных пород.

2. Анализ и оценка возможностей применения метода рентгеновской томографии керна при оценке смачиваемости коллекторов.

3. Разработка комплексной методики оценки смачиваемости коллекторов визейских залежей Соликамской депрессии на основе электрического бокового каротажа.

4. Рассмотрение возможностей решения актуальных геологического моделирования нефтяных месторождений с применением результатов разработанной методики.

Научная новизна

1. Разработана методика оценки смачиваемости коллекторов на основе комплексирования метода рентгеновской томографии керна и электрического бокового каротажа.

2. Впервые установлено, что для визейских нефтяных залежей Соликамской депрессии наблюдается зональность распространения гидрофильных и гидрофобных коллекторов.

3. Разработанная методика позволила для визейских залежей Соликамской депрессии повысить эффективность геологического моделирования с учетом выделения зон развития коллекторов гидрофильного и гидрофобного типа.

Практическая значимость работы

1. Разработанная методика позволяет для визейских залежей Соликамской депрессии оценивать смачиваемость и пространственную зональность распространения гидрофильных и гидрофобных коллекторов.

2. Выявленные закономерности пространственного размещения коллекторов различных типов смачиваемости позволяют выработать рациональный подход к процессу выработки запасов нефти.

3. Полученные качественные и количественные оценки параметров смачиваемости позволяют повысить достоверность геологического моделирования, что реализовано на примере визейских залежей нефти Шершневского и Сибирского месторождений.

Основные защищаемые положения

1. Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна.

2. Методика оценки смачиваемости нефтенасыщенных коллекторов по данным рентгеновской томографии керна и электрического бокового каротажа для визейских залежей Соликамской депрессии.

3. Установлена зональность развития гидрофильных и гидрофобных коллекторов для визейских залежей нефти Соликамской депрессии.

Апробация работы и публикации

Основные положения диссертации отражены в 8 научных работах, в том числе в 3 изданиях, индексируемых в международных базах цитирования WoS и Scopus, в 2 изданиях по списку ВАК. По материалам диссертационной работы в соавторстве получен 1 патент на изобретение.

Научные, методические и практические результаты, полученные в диссертации, доложены на следующих международных научно-практических конференциях: IX Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых "Геология в развивающемся мире" (Пермь, 2016); «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (Альметьевск, 2017); Европейской ассоциации геоученых и инженеров (EAGE) «ГеоБайкал» (Иркутск, 2018); «Information technologies in solving modem problems of geology and geophysics» (Баку, 2018).

Фактический материал

Для достижения поставленной цели в работе использованы следующие основные материалы и данные:

• Результаты стандартных исследований керна в части определения пористости, остаточной водонасыщенности, проницаемости, смачиваемости для коллекторов визейских залежей Соликамской депрессии.

• Результаты анализа шлифов для коллекторов визейских залежей Соликамской депрессии.

• Результаты проведения исследований методом рентгеновской томографии керна.

• Данные исследований методом электрического бокового каротажа на 140 скважинах Шершневского и Сибирского месторождений.

• Геологические модели визейских залежей Шершневского и Сибирского месторождений.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 113 страницах машинописного текста, иллюстрирован 21 рисунком и содержит 8 таблиц. Список литературы включает 122 наименования.

Благодарности

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю - профессору С. В. Галкину, а также благодарность за консультации над диссертацией доценту кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ П.Ю. Илюшину.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ ОЦЕНКИ СМАЧИВАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Влияние смачиваемости горных пород на фильтрационно-емкостные характеристики нефтяных залежей

Способность твердого материала смачиваться определенной жидкостью, при условии присутствия данного флюида, характеризуется смачиваемостью. Показатель смачиваемости зависит от типа смачивающего флюида и структурно-энергетического формирования нефтяной залежи. Физико-химические свойства насыщающих жидкостей и содержание в них остаточной воды, структура порового пространства, природа породообразующих минералов, все это влияет на распределение гидрофобных и гидрофильных участков, их число и чередование. [52, 53]

Изначально горные породы, до миграции в них нефтей, гидрофильны, т.к. известно, что породообразующие минералы в большинстве своем хорошо смачиваются водой. Вследствие продолжительного по времени контакта нефти с горной породой, происходят процессы селективной адсорбции активных компонентов нефти на поверхности породообразующих минералов. При вытеснении нефтяной фазой рассола с поверхности горной породы происходит изменение смачиваемости. Физический смысл гидрофобизации сводится к расклиниванию (разрыву) тонкой пленки реликтовой остаточной воды в порах. Состав нефти, водородный показатель рН и состав рассола влияет на характер и величину расклинивающего давления [2].

Абсолютно гидрофобными породами принято считать только твердые битумы и ископаемые угли. Наиболее гидрофильными породами в геологическом разреза являются глины. Соответственно глинизация коллекторов, в том числе глинистый цемент приводят к филизации пород. Исключением являются глинистые нефтематеринские отложения, фобизация поверхности которых обусловлена наличием большого количества органики [2,4].

Песчаники, алевролиты и доломиты в сложнопостроенных коллекторах зачастую обладают избирательной смачиваемостью. В карбонатных породах гидрофобизация обычно объясняется влиянием постседиментационных процессов, образованием вторичной пористости, кавернозности, трещиноватости. В терригенных коллекторах возможность гидрофобизации возрастает с уменьшением глинистости и улучшением коллекторских свойств [7].

На формирование текущей нефтенасыщенности, процессы заводнения, капилярную пропитку влияет состояние поверхности горных пород [58]. В литературных источниках нередко распространено суждение, что процессы вытеснения в гидрофильных коллекторах протекают легче чем в гидрофобных. Это связано с видом типичных графиков зависимостей относительных фазовых проницаемостей (ОФП) от коэффициента водонасыщенности, согласно которым при увеличении степени гидрофобизации графики ОФП по нефти смещаются влево [58]. В соответствии с этими соображениями для гидрофильных коллекторов возможно достичь больших величин коэффициентов вытеснения нефти водой (Квыт) чем для гидрофобных. Однако реальные характеристики вытеснения коллекторов с различными типами смачиваемости не столь очевидны.

С одной стороны, при организации закачки вода действительно будет значительно легче перемещаться в гидрофильном пласте. На начальных этапах добычи характеристики нефтеизвлечения гидрофильных коллекторов в целом заметно выше. Но это до прорыва воды к добывающим скважинам. После реализации заводнения, на более поздних этапах, в крупных порах при этом остаются целики невытесненной нефти. В этих случаях с целью повышения доизвлечения в гидрофильных пластах могут использоваться химические добавки, обеспечивающие преодоления сил смачивания путем искусственной гидрофобизации поверхности [122]. В противном случае при проникновении в поры с целиками нефти воды образуются водонефтяные смеси, реологические свойства которых резко изменяются в сторону увеличения вязкости флюидов [30].

В результате запасы таких нефтесодержащих участков не участвуют в процессе вытеснения.

В преимущественно гидрофобном пласте, напротив, за счет того, что нефть прилипает к поверхности пор, шансы непрерывной фильтрации к добывающей скважине увеличиваются. Т.е. нефть остается на поверхности пор и в небольших поровых каналах, что мешает движению воды в крупные поры за счет капиллярных сил [89].

Микроструктурная смачиваемость воздействует на водо- и нефтенасыщенность, фазовую и относительную фазовую проницаемости, капиллярное давление [71]. При этом поверхностные явления в различных условиях ФЕС могут оказывать неоднозначное влияние на нефтеотдачу пластов. Например, в работе [34] для коллекторов пластов ЮК 10-11 Талинского месторождения выявлено наличие 4 типов зависимостей ОФП по вытесняющей воде. Типизация при этом обусловлена структурой поверхности пород и типами проводящих каналов (капилляры или крупные поры) [34].

По данным лабораторных исследований также установлена неоднозначность влияния скорости вытеснения нефти водой на степень нефтеизвлечения для разных условий смачиваемости поверхности пород. В гидрофобном коллекторе повышение скорости фильтрации (градиента давления), как правило, приводит к увеличению величин Квыт. Исключением будет являться ситуация высокой проницаемости коллектора, когда ввиду малости капиллярных сил скорость фильтрации не будет оказывать значительное влияние на полноту выработки запасов, особенно при низких вязкостях нефти [74].

В гидрофильной пористой среде, вследствие ее микронеоднородности капиллярные силы оказывают большее влияние, чем в порах меньшего размера. Ввиду этого в нефтенасыщенные участки по мелким порам движется вода, а по порам крупного размера нефть может выталкиваться в водонасыщенные участки. В анизотропных коллекторах из-за неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) нефтенасыщенные объемы могут оказываться за фронтом

вытеснения. Таким образом, в анизотропном гидрофильном коллекторе увеличение скорости фильтрации может приводить к снижению нефтеотдачи.

Таким образом, гидрофобные и гидрофильные породы отличаются характером распределения фаз воды и нефти в поровом объеме пород и динамикой процесса вытеснения нефти Исследования влияния смачиваемости коллекторов на значения фильтрационных характеристик (Квыт, ОФП и др.) проведены в работах [7,19,31,66,73,75,78,81].

В обычных условиях микроструктурная смачиваемость очень разнородна на уровнях отдельных пор и капилляров. При этом часть поверхностей имеет контакт с нефтью, и водная пленка может быть разорвана. В итоге участки низкопроницаемых горных пород могут остаться гидрофильными, при том, что соседние пласты лучше смачиваются нефтью. Даже в образце керна может присутствовать различная смачиваемость с разными типами поверхности.

При смешанном характере смачиваемости, принято считать, что крупные поры с большей вероятностью гидрофобны, а мелкие, окружающие точки контактов зерен породы - гидрофильны [105]. Такая ситуация будет наблюдаться, если капиллярные силы полностью определяют двухфазный поток в пласте. В этом случае нефть и вода в поровой структуре разделены жесткими межфазными поверхностями раздела и текут по поровым сетям гидродинамически не связанным друг от другом. Вместе с тем в работе [25] в результате экспериментов установлено, что в породах со смешанной смачиваемостью нефть изначально возникала в самых крупных порах. Однако из экспериментов также следует, что в естественных условиях гидрофобность смешанных по смачиваемости кернов может быть связана как с большими, так и мелкими порами [25].

Важно отметить, что по сравнению с кварцем, карбонатные минералы характеризуются большей гидрофобностью [51], поэтому степень гидрофобизации коллекторов в карбонатном нефтеносном разрезе выше по сравнению с терригенным. Для основных нефтедобывающих районов Пермского

края, такие как Башкирский свод, Бымско-Кунгурская впадина и др., это в целом характерно [32]. При этом согласно данным работы [32], для Соликамской депрессии изучаемой в данной диссертации, в среднем терригенные коллекторы по сравнению с карбонатными более гидрофобны. Для терригенных Мср=0,22 и для карбонатных Мср=0,31.

При разработке визейских коллекторов Соликамской депрессии используют поддержание пластового давления (ППД) с помощью закачки воды в пласт, а также с применением нестационарных методов закачки [80]. Смачиваемость пород может измениться, в связи с нарушением исходного равновесного состояния из-за интенсивного заводнения пластов. В связи с этим, достоверная оценка смачиваемости очень важна именно для залежей, разрабатываемых с системмой ППД.

Проведенный анализ разработки визейских нефтяных залежей Соликамской депрессии показал характерное сильное снижение пластового давления. Это происходит из-за применения методов интенсификации отборов, активно применяемых на эксплуатационных объектах. Что в свою очередь в ряде случаев не полностью компенсируется ППД. Так же следует отметить, что для визейских залежей присутствуют участки удовлетворительно и неудовлетворительно принимающие воду, что в работе [72] связано с гидрофобизацией горной породы.

Лабораторные исследования керна среднезернистых песчаников, взятых с одного из месторождений Соликамской депрессии показали, что наличие в породе битуминозного цемента, вместо глинистого, привело к гидрофобизации коллектора и увеличению толщины не участвующего в фильтрации слоя связанной нефти в 3-5 раз [84]. Аналогичные примеры влияния характеристик смачиваемости на степень вытеснения нефти закачиваемой водой, когда методы заводнения могут быть не оптимальны при конкретной смачиваемости коллекторов рассмотрены в работе [2].

Важно подчеркнуть важность поставленной проблемы как в теоретическом, так и практическом аспектах. Фактор гидрофобизации нефтенасыщенных

коллекторов влияет ключевую роль при оптимизации разработки месторождений путем заводнения [3,5]. Например, в Соликамской депрессии для визейских эксплуатационных объектов характерна проблема существования локальных зон не достаточно эффективной закачки воды ввиду резкого снижения приемистости нагнетательных скважин, что может являться следствием влияния гидрофобизации коллекторов [72]. Помимо этого, зоны коллекторов с различными типами смачиваемости, будут значительно отличаться и в характеристиках добычи нефти.

Таким образом, смачиваемость является одним из основных параметров, определяющих положение и распределение потоков флюидов в пустотном пространстве коллекторов. От достоверности определения смачиваемости зависит выбор способа и последующая эффективность добычи нефти, в особенности в процессе вторичных и третичных методов добычи нефти.

Необходимо заметить, что вплоть до настоящего времени информация о типе смачиваемости коллектора практически не используется при проектировании разработки данных объектов, хотя смачиваемость несомненно влияет на процессы заводнения, капиллярную пропитку и распределение остаточных запасов. С учетом этого, несомненно, что прикладная задача оконтуривания объемов визейских коллекторов гидрофобного типа несомненно является для территории исследования весьма актуальной. Для визейских залежей Соликамской депрессии тип смачиваемости коллектора должен иметь определяющее практическое значение при планировании ГТМ как на добывающем, так и нагнетательном фонде скважин.

1.2. Анализ методов изучения смачиваемости горных пород

Прямых методов оценки смачиваемости не существует. Существующие методы, такие как метод Амотта, адсорбционные методы, метод центрифугирования, кривых капиллярного давления, изометрической сушки являются косвенными. Основные методики определения смачиваемости описаны в работах [59, 95]

В отечественной нефтяной промышленности к настоящему времени смачиваемость пород определяется в основном согласно ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород» [60]. Сущность данного метода, предложенного Б.И. Тульбовичем, состоит во взаимозависимости вытесняемых объемов углеводородной и водной фаз за счет проявления капиллярных сил и гидродинамического давления.

В Пермском крае подавляющее большинство оценок смачиваемости проведено именно методом Тульбовича. Первоначально сухие образцы под вакуумом насыщают дистиллированной водой, с определением массы образцов, погруженных в воду методом гидростатического взвешивания. Затем насыщенные дистиллированной водой образцы погружаются на 20 часов в керосин с определением их массы в воде. Далее в течение 30 минут производится центрифугирование с определением массы образцов в воде (Р3) и погружение на 20 часов в дистиллированную воду также с определением их массы (Р4). На последнем этапе образцы центрифугируются в течение 30 минут в стакане с дистиллированной водой с определением массы в воде (Р5).

р —р

Показатель смачиваемости рассчитывается по формуле: М = ——3

Р5-Рэ

Показатель М по мере увеличения гидрофильности пород ранжирует их на гидрофобные (М от 0 до 0,2); преимущественно гидрофобные (М от 0,2 до 0,4); промежуточной смачиваемости (М от 0,4 до 0,6); преимущественно гидрофильные (М от 0,6 до 0,8); гидрофильные (М от 0,8 до 1) [60].

Длительный опыт лабораторных испытаний метода выявил ряд проблемных моментов его использования. Главным из них является неустойчивость

вследствие эффекта капиллярной пропитки оценки массы образца в дистиллированной воде после центрифугирования. Также осложняющими факторами является необходимость моделирования остаточной водонасыщенности в образцах при неизменных условиях центрифугирования. Определение показателя М в присутствии остаточной воды зависит от ее количества и состава в поровом объеме, что предполагает условие близость характеристик в эксперименте к пластовой начальной водонасыщенности. Существенным недостатком также является при донасыщении образца керосином необходимость контроля равенства суммы объемов остаточной воды и керосина [76].

В связи с этим, Г.П. Хижняком предложено усовершенствование метода в части изучения смачиваемости поверхности без процедуры моделирования остаточной водонасыщенности [77]. Вместе с тем, на взгляд автора, показатель М и в этом случае скорее качественно, чем количественно указывает на предпочтение породы смачиваться водой и керосином. При этом определение количественных объемов заполнения пор в различных условиях методикой не предусмотрены. Гидрофильные породы (в зоне М близких к 0) оцениваются методом достаточно надежно, что не совсем верно при рассмотрении более гидрофобных пород.

В работах [21,54] проведено сопоставление результатов оценки смачиваемости различными методами. При сравнении метода Тульбовича (показатель М) с методом изотермической сушки (коэффициент гидрофобизации 0н) установлено не полное их соответствие, хотя отмечена высокая коррелированность результатов [54]. Можно сделать вывод, что для образцов с избирательной смачиваемостью методика Аммота показала большую достоверность по сравнению с результатами оценки параметра М, это отражено в работе [21]. Согласно анализу результатов работы [21] в целом показатель М завышает гидрофобность по сравнению с методикой Аммота.

В ряде работ отмечается, что при определении смачиваемости на экстрагированном керне, в результате действия растворителей углеводородов

физико-химические свойства пород меняются, преимущественно в сторону их гидрофилизации [21, 78]. Решение этого вопроса весьма актуально, так как все эксперименты по определению характеристик вытеснения нефти, как правило, проводятся на образцах после их горячей экстракции. С учетом этого в работе [78] сделаны рекомендации о проведении экспериментов по определению коэффициента вытеснения на неэкстрагированном керне.

На взгляд автора диссертации, изменение смачиваемости в результате экстракции керна является сомнительным утверждением. Это показали, например, эксперименты Б.И. Тульбовича, согласно которым, влияние как горячей, так и холодной экстракции на смачиваемость образцов меняется незначительно. Значительно большие изменения смачиваемости возможны при прокаливании образцов (температура выше 500°С) [74]. В тоже время, очевидно, что на результаты оценки ФЕС неэкстрагированного керна будут, как минимум, влиять нерастворенные остатки, выпавшие в твердую фазу в поверхностных условиях из заполняющих породу пластовых флюидов.

Обобщая информацию по данным лабораторной оценки смачиваемости, заметим, что все стандартные методы являются косвенными, а их количественные оценки часто основаны на различных физических процессах. В этой связи перспективными при оценке смачиваемости на керне представляются методы неразрушающего контроля, прежде всего рентгеновская томография. Данный метод позволяет визуализировать поровое пространство горных пород и при соответствующих настройках оценивать степень проникновения различных флюидов в образцы керна.

Впервые проведены эксперименты по изучению смачиваемости образцов на сканирующем электронном микроскопе проведены в 1997 г. [114]. В дальнейшем при проведении потоковых исследований фильтрационное оборудование было модернизовано, и контроль за распределением потоков флюидов осуществлялся при помощи 2D-томографа [101,102,115]. На современном этапе томографические исследования смачиваемости осуществляются компанией «ЗсЫитЬе^ег», в том числе на полноразмерных кернах (до 5,25 дюйма в диаметре). Исследования на

кернах при этом проводятся путем комплексирования метода ядерно-магнитного резонанса и компьютерной томографии [108].

Наиболее информативным при изучении смачиваемости пород по данным геофизических исследований скважин (ГИС) является метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), применение которого в большей степени освещено в иностранных источниках [88,92,97,98,106,107,109,112,120]. Однако в Пермском крае интенсивная битуминозность коллекторов является относительно редким явлением, в связи с чем ЯМР не входит в обязательный комплекс ГИС. В связи с этим исследования ЯМР в основном проводятся только на керне [33], а в скважинах носят эпизодический характер.

Исследуемые в данной диссертационной работе визейские пласты Соликамской депрессии, представлены в основном пластами толщиной от 1 до 3 метров. Представляют собой мелкозернистые и средне-мелкозернистые песчаники, характеризующимися низким коэффициентом глинистости порядка 15%. Так же особенностью данного разреза является аномально высокие значения удельного электрического сопротивления для нефтенасыщеных пластов, которые могут превышать значения в 200 Ом-м, а иногда и 2000 Ом-м. Эта аномалия встречается очень редко для терригенных пород.

Согласно литературным источникам обобщающим данные ГИС для различных территорий, величины УЭС для терригенных нефтеносных пластов обычно составляют 5-20 Ом-м, не превышая значения в 120 Ом-м. [37,64,61,82]. Вместе с тем известны, хоть и редкие, примеры повышенных УЭС как для отечественных [56,57] так и зарубежных [94] месторождений. К таким исключениям также можно отнести высокие УЭС отложений нефтегазоматеринской баженовской свиты (УЭС иногда достигает 3000 Ом-м), что увязывают с их гидрофобностью. Гидрофобизация пород баженовской свиты увязывается с большим содержанием органического материала, а также с ее тонкослоистым строением (толщины пропластков составляют 0.4-0.6 м) [48].

Известно, что УЭС нефтеносных коллекторов определяется объемом и структурой порового пространства занятого водной фазой. При этом, в отличие от

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Колычев Игорь Юрьевич, 2020 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов М.Т., Алияров Р.Ю., Кондрушкин Ю.М., Мусаев Р.А., Гашимов А.Ф., Лунина В.Н., Гасымов А.Ш., Адыгезалова А.А. Смачиваемость пород-коллекторов в процессе разработки залежей нефти // Нефтяное хозяйство. №8, Москва 2004. С.69-71.

2. Абдалла В., Бакли Д.С., Карнеги Э., Эдвардс Д., Херольд Б., Фордэм Э., Грауэ А., Хабаши Т., Селезнев Н., Синьер К., Хусейн Х., Монтарон Б., Зиауддин М. Основы смачиваемости // Нефтегазовое обозрение. 2007. Т. 19, № 2. - С. 54-75.

3. Ахметов Р.Т., Мухаметшин В.В. Водоудерживающшая способность и смачиваемость продуктивных пластов // Нефтегазовое дело. 2016, Т.15. №2 2. С.34 -37.

4. Ахметов Р.Т., Мухаметшин В.В., Андреев А.В. Интерпретация кривых капиллярного давления при смешанной смачиваемости // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., 2017, № 4. С.37-40.

5. Ахметов Р.Т., Мухаметшин В.Ш. Моделирование процесса нефтеизвлечения с использованием опыта разработки месторождений, находящихся длительное время в эксплуатации // Нефтегазовое дело. 2011, Т.9. № 4. С.47-50.

6. Аширов К.Б. Цементация приконтурного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. - Тр. Гипрвостокнефть, 1959, вып. 2, с. 163-174.

7. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.: РГГУ, 1999. 285 с.

8. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Ярыгина В.О.Неподвижная окисленная нефть в продуктивных пластах месторождений Башкирии // Тр. БашНИПИнефть. - 1983. - Вып.65. - С.43-52.

9. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеваншир Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. М.: Недра, 1982.

10. Галкин В.И., Козлова И.А., Носов М.А., Кривощеков С.Н. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа // Нефтяное хозяйство. М., 2015, №1, с.21-24.

11. Галкин С.В. Методология учета геологических рисков на этапе поисков и разведки нефтяных месторождений // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. Т. 11. № 4. С. 23-32.

12. Галкин С.В. Патент 2682098 РФ. Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна / Галкин С.В., Ефимов А.А., Колычев И.Ю., Савицкий Я.В., Черепанов С.С.; патентообладатель -Пермский национальный исследовательский политехнический университет; заявл. 06.04.2018, опубл. 14.03.2019.

13. Галкин С.В., Колычев И.Ю., Потехин Д.В., Илюшин П.Ю. Изучение вторичных изменений визейских коллекторов Соликамской депрессии в условиях стабилизации древних водонефтяных контактов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2019. Т. 19. № 2. С. 104-116.

14. Галкин С.В., Поплыгин В.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений: учеб.-метод. пособие / Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. унта, 2017. - 130 с.

15. Галкин С.В., Колычев И.Ю., Черепанов С.С. Метод оценки смачиваемости пород путем сопоставления томограмм сухого и насыщенного рентгеноконтрастным раствором образцов керна // ГеоБайкал 2018 — Иркутск, Россия, 11-17 августа 2018 г. DOI: 10.3997/2214-4609.201801976

16. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Сибирского месторождения. ПермНИПИнефть, Пермь, 2005.

17. Геологическое строение и пересчет запасов углеводородного сырья Шершневского месторождения нефти на основе геологической модели. ПермНИПИнефть, Пермь, 2010.

18. Германов А.И., Борзенков И.А., Юсупова И.Ф. Преобразование карбонатных пород на участках развития биогенных сульфатредукций и метанообразования. - Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1981, №5, с. 106-113.

19. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. 312 с.

20. Губина А.И., Костливых Л.Н., Зрячих Е.С., Шумилов А.В. Компьютерная интерпретация данных геофизических исследований скважин / Перм. гос. нац. исслед. ун-т. - Пермь, 2016. - 218 с.

21. Гурбатова И.П., Мелехин С.В., Чижов Д.В., Файрузова Ю.В. Особенности изучения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами . Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2016. Т. 15. № 20. С. 240-245.

22. Дебрант. Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М., "Недра", 1972. 288 с.

23. Дахнов В.Н.. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985.

24. Еременко Н. М., Муравьева Ю. А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин / Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7. №3. http: //www. ngtp. ru/rub/2/35_2012.pdf

25. Ермилов О. М., Ремизов В.В., Ширковский Л.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. 541 с.

26. Ефимов А.А., Савицкий Я.В., Галкин С.В., Соболева Е.В., Гурбанов В.Ш. Исследование смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2016. Т. 4. № 4. С. 55-63.

27. Ефимов А.А., Савицкий Я.В., Галкин С.В., Шапиро С.А. Опыт исследования керна карбонатных отложений методом рентгеновской томографии // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2016. Т.15, №18. С.23-32.

28. Жуковская Е. А., Лопушняк Ю. М. Применение результатов рентгеновской томографии при типизации негранулярных коллекторов на примере Урманского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2006. №8. С. 24-27.

29. Журавлев А.В., Вевель Я.А. Возможности использования вычислительной микротомографии в микропалеонтологических и литологических исследованиях // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7. №2. http: //www. ngtp. ru/rub/2/21 2012.pdf

30. Зарубин Д.С., Колычев И.Ю., Вяткин К.А. Реологические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях месторождений Пермского края / Сборник научных трудов (по материалам IX Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых), Пермь, 2016. С. 117-121.

31. Злобин, А.А. Влияние анизотропии пород и смачиваемости поверхности на остаточную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения // Нефтяное хозяйство. 2009. № 4. С. 34-37.

32. Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа // Вестник Пермского университета. Геология. 2014. № 3 (24). С. 68-79.

33. Злобин А.А., Юшков И.Р. Определение смачиваемости поверхности поровых каналов неэкстрагированных пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 10. С. 29-32.

34. Иванова М.М., Лысенко В.Д., Михайлов Н.Н. Особенности разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере Талинского месторождения) // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. 70 с.

35. Ильясова Е.Н., Сахибгареев Р.С. Влияние условий формирования нефтяных залежей на степень изменения полевых шпатов. - В кн.: Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов на их нефтегазоносность. Л., ВНИГРИ, 1982, с. 103-115.

36. Илюшин П.Ю., Рахимзянов Р.М., Соловьев Д.Ю., Колычев И.Ю. Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности

добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2015. Т. 14. № 15. С. 81-89.

37. Искендеров М.М. Комплексная интерпретация результатов ГИС при изучении терригенных разрезов // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2014. № 3. С.4-10.

38. Искендеров М.М. Некоторые результаты моделирования удельного электрического сопротивления (на примере месторождений Южно-Абшеронской акваториальной зоны и северной части Бакинского архипелага) // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2017. Т.2. № 2. С.4-12.

39. Искендеров М.М. Оценка пластовых параметров коллекторов отложений продуктивной толщи месторождения «Умид» по данным ГИС // Azэrbaycanda Geofizika YemHklэri. 2015. № 1-2. С.38-42.

40. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах: учебник для вузов. М.: Недра, 1982. 351 с.

41. Колычев И.Ю. Изучение зональности распределения показателей смачиваемости по данным бокового каротажа для нефтенасыщшенных визейских коллекторов Соликамской депрессии // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2017. - Т.16, №4. С.331-341. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.4.4

42. Колычев И.Ю., Галкин С.В., Лекомцев А.В. Исследование гидрофобизации терригенных коллекторов комплексированием методов электрического каротажа и рентгеновской томографии керна / Сборник материалов международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли». Альметьевский государственный нефтяной институт. 2018. Т.2. С. 68-72.

43. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В., Мишенин М.В., Немов В.Ю. Нефтяная промышленность исторически главных центров Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, элементы их истории, ближайшие и отдаленные перспективы // Геология и геофизика. 2016. Т. 57 (12). С. 2097-2114.

44. Корост Д.В., Калмыков Г.А.. Япаскурт В.О., Иванов М.К. Применение компьютерной микротомографии для изучения строения терригенных коллекторов // Геология нефти и газа. 2010. № 2. С. 36-42

45. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС / Пермь, 2007. Сер. Приоритетные национальные проекты «Образование». 317 с.

46. Костицын В.И., Хмелевской В.К. Геофизика / Пермь: Перм. гос. нац. исслед. ун-т. 2018. 428 с.

47. Кривощеков С.Н., Козлова И.А., Санников И.В. Оценка перспектив нефтегазоносности западной части соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных // Нефтяное хозяйство. М. 2014. №6. С. 12-15.

48. Куляпин П.С., Соколова Т.Ф. Использование статистического моделирования при интерпретации данных ГИС в нефтематеринских породах баженовской свиты Западно- Сибирской нефтегазоносной провинции // Технологии сейсморазведки. 2013. № 3. С. 28-42.

49. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Галкин С.В., Галкин В.И., Растегаев А.В. Методика вероятностной оценки геологических рисков при поисках нефтяных месторождений для территорий с высокой плотностью промышленных открытий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М. 2013. №10. С. 4-13.

50. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2010. 335 с.

51. Митрофанов В .П., Ермакова М.И. Смачиваемость продуктивных отложений юго-восточной части Пермского региона // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 1. С. 29-32.

52. Михайлов Н.Н., Гурбатова И.П., Моторова К.А., Сечина Л.С. Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. // Нефтяное хозяйство. М. 2016. №7. С. 80-85.

53. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Деловой журнал Neftegas.ru. 2016. №3. С. 80-90.

54. Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Гурбатова И.П. Показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними / Актуальные проблемы нефти и газа. 2011. № 1 (3). С. 10.

55. Мухаметшин Р.З. Роль и значение битуминозных песчаников в продуктивных пластах. В сб. Природные битумы и тяжелые нефти / Под. Ред. М.Д. Белонина // Международная научно-практическая конференция к столетию проф. В.А. Успенского. СПб: Недра, 2006. С. 231-245.

56. Мухаметшин Р.З., Галеев А.А. Диагностика древних водонефтяных контактов инструментальными методами // Нефтяное хозяйство. М. 2014. №10. С. 28-33.

57. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Природные битумы в отложениях палеозоя Татарстана: состав, свойства и возможности извлечения В сб. Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений // Международная научно-практическая конференция. Казань: ФЭН. 2012. С. 95-99.

58. Нестеренко Н.Ю. Влияние смачиваемсоти поверхности на разделение нефти в породе // Геология нефти и газа. 1994. №8. С. 28-32.

59. Нестеренко Н.Ю. Смачиваемость пород-коллекторов пластовыми флюидами // Геология нефти и газа. 1995. №5.

60. Нефть ОСТ 39-181-85. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород. М.: Миннефепром. 1985. 14 с.

61. Никифорова О.Г. Оценка удельного электрического сопротивления и характера насыщенности низкоомных терригенных коллекторов по данным ГИС // Геофизика. 2008. № 1. С. 22-24.

62. Перозио Г.Н. Вторичные изменения мезозойских отложений центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской низменности / В кн.:

Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири. Новосибирск: Наука. 1967. С. 5-89.

63. Пермяков М.Е., Манченко Н.А., Дучков А.Д., Манаков А.Ю., Дробчик А.Н., Манштейн А.К. Моделирование и измерение электросопротивления гидратосодержащих песчаных образцов в лабораторных условиях // Геология и геофизика. 2017. Т. 58 (5). С. 792-800.

64. Петров А.М., Сухорукова К.В., Нечаев О.В. Определение анизотропии удельного электрического сопротивления высокоомных отложений по данным бокового каротажного зондирования. Интерэкспо Гео-Сибирь. 2016. Т. 2. № 1. С. 227-231.

65. Прозорович Г.Э., Валюжанин З.Л. Регерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаников Усть-Балыкского месторождения нефти (Западная Сибирь). М.: Докл. АН СССР. 1966. Т. 168. №4. С. 893-895.

66. Рудаковская С.Ю. Оценка смачиваемости пород методом ЯМР / Труды Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-магнитные скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях». 2014. С. 206-221.

67. Савицкий Я.В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений // ВЕСТНИК ПНИПУ Геология. Нефтегазовое и горное дело. ПНИПУ. - 2015. -№15. - С.28-37.

68. Сахибгареев Р.С. Этапность формирования и разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древних ВНК. - В кн. Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти и битумов. Л.: Недра. 1983. С. 130-143.

69. Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на воднефтяных контактах. М.: Докл. АН СССР. 1983. Т. 271. №6. С. 1456-1460.

70. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра. 1989. 260 с.

71. Семенова Н.А., Кольчицкая Т.Н., Михайлов Н.Н. Моделирование влияния гетерогенной смачиваемости пласта на блокировку запасов углеводородов // Бурение и нефть. 2004. № 4. C. 15-22.

72. Соболева Е.В., Ефимов А.А., Галкин С.В. Анализ геолого-геофизических характеристик терригенных коллекторов при прогнозе приемистости скважин месторождений Соликамской депрессии // Нефтяное хозяйство. М. 2014. №6. С. 20-22.

73. Топорков В.Г., Рудаковская С. Ю., Кошкин П.В., Борисенко С.А. Исследование восстановления естественной смачиваемости горных пород с помощью ядерной магнитной релаксометрии и метода горного бюро США (USBM) / В. Г. Топорков // Каротажник. 2016. Вып. 8 (266). С. 45-59.

74. Тульбович, Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа / Б.И. Тульбович. М.: Недра, 1979. 301 с.

75. Хайрединов Н.Ш., Кукушкина Е.А., Рахманкулов Д.Л. Новые представления о химическом составе поверхности порового пространства нефтяных коллекторов // М.: Доклады АН СССР. 1985. Т. 282. № 5. С. 1183-1185.

76. Хижняк Г.П. К вопросу определения смачиваемости пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2002. № 8. С. 44-47.

77. Хижняк Г.П. Пат. 2216723 РФ, МПК: 7G01N13/00А, 7G01N13/02B. Способ определения смачиваемости пористых материалов / № 2002114555/28; заявл. 03.06.2002; опубл. 20.11.2003. Бюл. № 32.

78. Хижняк Г.П., Амиров А.М., Мошева А.М., Мелехин С.В., Чижов Д.Б. Влияние смачиваемости на коэффициент вытеснения нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. Т. 12. № 6. С. 54-63.

79. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А. Эпигенные минералы как показатели времени прихода нефти в песчаные промышленные коллекторы. М.: Докл. АН СССР. 1959. Т.125. №5. С. 1097-1099.

80. Чумаков Г.Н., Зотиков В.И., Колычев И.Ю., Галкин С.В. Анализ эффективности применения циклической закачки жидкости на месторождениях с

различными геолого-технологическими условиями // Нефтяное хозяйство. М. 2014. №9. С. 96-99.

81. Шванов В.Н., Фролов В.Т., Сергеева Э.И. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. СПб.: Недра. 1998. 521 с.

82. Шиланов Н.С., Хибасов Б.Б., Байтенов К.С. Особенности интерпретации материалов каротажа по новым скважинам // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2011. № 3. С. 16-19.

83. Щепеткин Ю.В. О природе люминесценции в известковистых песчаниках с пойкилитовым цементом из мезозойских отложений Широтного Приобья / Нефтегазовая геология и геофизика. ИНТС. 1967. №20. С. 5-6.

84. Эбзоева О.Р., Злобин А.А. Анализ свойств граничных слоев нефти после заводнения пластов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2. С. 87-94.

85. Юрьев А.В., Белозеров И.П., Шулев В.Е. Влияние смачиваемости поверхности твердой фазы пород-коллекторов на характер кривых относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения нефти водой / Материалы VII международной научно-практической конференции «Актуальные направления фундаментальных и прикладных исследований». 2015. С. 11-15.

86. Якушина О. А., Ожогина Е.Г., Хозяинов М.С. Рентгеновская вычислительная микротомография - неразрушающий метод структурного и фазового анализа // Мир измерений. 2003. № 10. С. 12-17.

87. Alemu B.L., Aker E., Soldal M., Johnsen O, Aagard P. Effect of sub-core scale heterogeneities on acoustic and electrical properties of a reservoir rock: a CO2 flooding experiment of brine saturated sandstone in a computed tomography scanner // European Association of Geoscientists & Engineers. Geophysical Prospecting. 2012. Т.61. P. 235250.

88. Allen D., Flaum C., Ramakrishnan T.S., Bedford J., Castelijns K., Fairhurst D., Gubelin G., Heaton N., Minh C.C., Norville M.A., Seim M.R., Pritchard T.,

Ramamoorthy R. Trends in NMR logging // Oilfield Review. 2000. Vol.55. No.3. С. 219.

89. Anderson W.G. Wettability literature survey. Part 4: Effects of wettability capillary pressure // Jornal of Petroleum Technology. 1987. Vol.39. Р. 1283-1300.

90. Arns C.H., Bauget F., Limaye A., Sakellariou A., Senden T.J., Sheppard A.P., Sok R.M., Pinczewski W.V., Bakke S., Berge L.I., Oren P.E., Knackstedt M.A. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray microtomography // Society of Petroleum Engineers Journal. 2005.Vol.10. Number 4. P. 475-484.

91. Berg S., Armstrong R., Ott H., Georgiadis A., Klapp S. A., Schwing A., Neiteler R., Brussee N., Makurat A., Leu L., Enzmann F., Schwarz J.O., Wolf M., Khan F., Kersten M., Irvine S., Stampanoni M. Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast X-ray computed microtomography // Petrophysics. 2014. Vol.55. No.4. Р. 304-312.

92. Chen J., Hirasaki G.J., Flaum M. NMR wettability indices: effect of OBM on wettability and NMR responses // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2006. No.1-4. P. 161-171.

93. Galkin S.V., Efimov A.A., Krivoshchekov S.N., Savitskiy Ya.V., Cherepanov S.S. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields // Russian Geology and Geophysics. 2015. No.5. P. 782-792.

94. Gauthier P.J., Hussain H., Bowling J., Edwards J., Herold B. Determination of water-producing zones while underbalanced drilling horizontal wells. Integration of sigma log and real-time production data / Paper SPE 105166, presented at the 15th SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Bahrain. March 11-14, 2007.

95. Dixit A.B, Buckley J.S., McDougall S.R., Sorbie K.S. Эмпирические показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними, полученная по моделированию в поровом масштабе // Transp. Porous Media. 2000. Vol.40. P. 27-54.

96. Efimov A.A., Galkin S.V., Savitckii Ia.V., Galkin V.I. Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation

of core X-ray tomography data // Ecology, Environment and Conservation. 2015. Vol 21. P.79-85.

97. Eriksson S., Lasic S., Topgaard D. Isotropic diffusion weighting in PGSE NMR by magnetic - angle spinning of q-vector // Journal of Magnetic Resonance. 2013. Vol.226. P. 13-18.

98. Haouas M., Taulelle F., Martineau Ch. Recent advances in application of 27Al NMR spectroscopy to material science // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2016. Vol.94-95. P. 11-36.

99. Haubitz B., Prokop M., Dohring W., Ostrom J.H., Wellnhofer P. Computed tomography of Archeopterix. // Paleobiology, 1988. Vol.14. P. 206-213.

100. Hill T., Lewicki P. Statistics: methods and applications: a comprehensive reference for science, industry and data mining. Tulsa, OK: StatSoft. 2006.

101. Honarpour M.M., Cullick A.S., Saad, N.V. Effects of rock hyterogeneity on relative permeability // Implications for Scaleup. JPT. Nov, 1995. P. 980-986.

102. Honarpour M. M., Djabbarah N.F., Sampath K. Whole core analysis - experience and challenges // Society of petroleum engineers SPE reservoir evaluation & engineering. Dec, 2006.

103. Kenter J.A.M. Applications of computerized tomography in sedimentology // Marine Geotechnology. 1989. Vol.8. P. 201-211.

104. Ketcham, R.A., Carlson, W.D., Acquisition, optimization and interpretation of X-ray computed tomographic imagery: applications to the geosciences // Computers & Geosciences - Special issue on three-dimensional reconstruction, modelling and visualization of geologic materials. Vol. 27. Iss. 4. 2001. P. 381-400.

105. Kovscek A.R., Wong H., Radke C.J. A pore level scenario for the development of mixed wettability in oil reservoirs // American Institute of Chemical Engineers Journal. 1993. No.6. P. 1072-1085.

106. Krivdin L.B. Calculation of NMR chemical shifts: Recent advances and perspectives // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2017. Vol.102103. P. 98-119.

107. Lee J.H., Okuno Y., Cavagnero S. Sensitivity enhancement in solution NMR: Emerging ideas and new frontiers // Journal of Magnetic Resonance. 2014. Vol.241, iss.1. P. 18-31.

108. MacDonald R. M., Kersey D.G., Zhang T., Akbar M., Mousa W. Effect of carbonate heterogeneity on core - log integration // Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition, 14-16 December, Kuwait City. Kuwait. 2009.

109. Martin R.W., Kelly J.E., Collier K.A. Spatial reorientation experiments for NMR of solids and partially oriented liquids // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2015. Vol.90-91. P. 92-122.

110. Montaron B. A quantitative model for the effect of wettability on the conductivity of porous rocks / Paper SPE 105041, presented at the 15th Middle East Oil and Gas Show and Conference, Bahrain. March 11-14. 2007.

111. Peters E.J., Afzal N. Characterization of heterogeneities in permeable media with computed tomography imagin // J.Pet. Sci. Eng. 1992. No.7. P. 283-296.

112. Pileio G. Singlet NMR methodology in two spin systems// Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2017. Vol.98-99. P. 1-19.

113. Perret J., Prasher S.O., Kantzas A., Langford C. Three-dimensional quantification of macropore networks in undisturbed soil cores // Soil Science Society of America Journal. 1999. Vol.63. P. 1530-1543.

114. Robin M., Combes R., Degreve F., Cuiec L. Wettability of porous media from environmental scanning electron microscopy from model to reservoir rocks / SPE. № 337235. 1997. P. 251-256.

115. Saad N., Cullick A.S., Honarpour M.M. Effective Relative permeability in scale-up and simulation // Presented at SPE Rocky Mountain Regional Low Permeability Reservoir Symposium. Denver CO. March, 1995.

116. Savitsky Ya.V., Kolychev I.Yu. Features the petrophysical characteristics of terrigenous and carbonate reservoirs using x-ray tomography core. // Book of abstracts: VII International Conference of Young Scientist and Students "Information technologies in solving modern problems of geology and geophysics", Baku, 15-18 Oktober 2018, pp. 48-49.

117. Van Geet, M., Swennen, R., Wevers, M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerised tomography // Sedimentary Geology. 2000. Vol.132. P. 25-36.

118. Vinegar, H.J. X-ray CT and NMR imaging of rocks // Journal of Petroleum Technology. 1986. Vol.38. P. 257-259.

119. Vinegar, H.J, Wellington, S.L. Tomographic imaging of three-phase flow experiments. // Review of Scientific Instruments. 1986. Vol.58. P. 96-107.

120. Vugmeyster L., Ostrovsky D. Static solid - state 2H NMR methods in studies of protein side chain dynamics // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2017. Vol.101. P. 1-17.

121. Wellington S.L., Vinegar H.J. X-ray computerized tomography // Journal of Petroleum Technology. 1987. Vol.39. P. 885-898.

122. Zhy Q., Jiang X.Qi. Experimental study on a novel wettability alteration agent in tight sandstone gas reservoir // SOCAR Proceedings. 2015. No.4. P. 4-10.